烟机发电机组开机振动超标的分析与处理

邹乐

（中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司，北京 102500）

某炼油厂催化装置K103烟机发电机组是主要能量回收设备，机组运行稳定直接影响装置的安稳生产和经济效益［1］。2020年4月，机组随装置停工检修，发电机转子、定子现场拆检后返回主机厂上海电机厂检修，主要对定子绝缘、转子平衡情况检查并处理。7月6日检修完毕按计划开机，在机组升速过程中多次出现振动超标等异常现象，因此必须解决振动超标问题。

1 发电机组概况

该催化装置K103烟机发电机组工艺参数见表1、2。

表1 催化烟机参数

表2 发电机组参数

2 轴振动超标问题分析与处理

2.1 振动特征

开机时，发电机4个测点振动趋势存在异常。

（1）机组振动值与转速变化存在密切关系。低转速下机组运行情况良好，轴振动值约30μm，发电机转速升至2 720 rpm时，2侧支撑瓦轴振动突增，YT-7707A、YT-7707B、YT-7708A、YT-7708B振动值持续超量程，机组控制系统显示YT-7707B最高振幅达330μm；当机组转速升至额定转速3 000 rpm后，振动情况并未好转。当转速回落至2 473 rpm后，振动值恢复正常值30μm。发生振动突升时转速接近2倍1阶临界转速1 410 rpm，且随着转速的提高，故障特征频率与转速频率之比保持在1个定值上始终不变［2］。

（2）在振动发生突变时，突增频率主要集中在0.48倍频，即22 Hz（靠近1阶临界转速1 410 rpm，23.5 Hz），工频与2倍频未见明显异常。同时现场振感明显，机组壳体最大振动达到20 mm/s以上。

（3）轴心轨迹呈现类似“大圈套小圈”等不规则的涡动状态，进动方向为正进动，轨迹重复性良好，无明显尖角痕迹。

大型机组轴振动超标的主要原因有：转子不平衡、轴系不对中、动静碰摩、油膜涡动与油膜振荡、转子热弯曲、喘振、气流激振以及共振。按照根原因分析法进行判断，由于机组为发电机，因此喘振、气流激振等原因可以排除；振动突变主要频率集中在低频分量，因此以1倍频为特征频率的转子不平衡与热弯曲、1倍频与2倍频为主要特征频率的轴系不对中也可排除；而动静碰摩故障轴心轨迹图特征为存在尖角，重复性较差，且存在反进动，与现场情况不符也可排除。因此振动突增的可能性主要为油膜涡动或油膜振荡以及共振［3］。

当转子在某转速下运转时，轴颈除了在轴承内以角速度ω自转外，还围绕轴承中心作涡动，其轨道为2个相互交叉的近似椭圆。涡动方向与转子方向一致，而其频率则随转子转速的变化而变化。但在一定范围内，始终保持转子转速频率的50%，故称为半速涡动。涡动时，振动信号的频谱图中有半频谱波成分。油膜涡动一经产生便不易消失，随着转速升高，其涡动频率也不断增加，半倍频成分的振幅也不断增大，转子振动加剧。此时虽然存在涡动，但其幅值和能量相对较小，暂时不会破坏轴承的正常润滑。若转子转速继续升高到第1临界转速2倍时，其油膜涡动频率与转子1阶临界转速频率“重合”产生共振，振幅突增，轴心轨迹突然发生变化，呈现扩散的杂乱无章的曲线，半倍频成分的幅值发展超过工频幅值。如果此时继续升速，转子发生涡动频率保持不变，始终维持在1阶临界转速，此现象称之为油膜振荡。油膜振荡产生后会导致现场振感极速增加，使轴瓦及转子产生损伤，会对机组运行造成较大影响［4］。

油膜振荡具备5个特征。（1）转速接近或大于2倍的第1临界转速，且具有明显惯性效应；（2）轴心轨迹呈不规则的扩散曲线，方向为正进动，即转子旋转方向与轴心涡动的方向相同；（3）发生油膜振荡时，主要特征频率为转子1阶临界转速固有频率；（4）如果发生振荡，振动值突增，即使再提高转速，振幅也不会明显下降；（5）根据油膜稳定性由弱到强排序：球形瓦＜椭圆瓦＜多油叶（油楔）＜可倾瓦，可倾瓦在运行过程中不会发生油膜振荡。

现场发电机轴瓦形式为球形瓦，结合上述分析，发电机组振动突变时所有振动现象均符合油膜振荡特征，因此发电机开机过程中振动突增的直接原因为油膜振荡。

2.2 原因分析

造成油膜振荡的主要原因有转子刚度下降、轴系弯曲、轴瓦间隙不当、轴瓦磨损、轴瓦选型不合理以及润滑参数不当等因素［5］。

利用根原因分析法分析油膜涡动的原因。

（1）此次检修发电机转子返厂维修，动平衡、转子跳动值均在正常范围内，可排除转子动平衡精度差，发电机弯曲的原因；

（2）检查检修记录，轴瓦对中情况为轴向偏差0.03 mm,径向偏差0.04 mm，均在标准范围内，对中原因可排除；

（3）检查发电机轴的非驱动端轴瓦间隙0.34 mm，驱动端轴瓦间隙0.35 mm，均处于正常范围内（标准范围小于280 mm×0.15%），轴瓦拆下后检查瓦面完好，轴瓦与转子轴径接触面积大于75%，因此可排除轴瓦磨损以及安装问题的原因；

（4）该机组运行多年，因此轴瓦选型问题也可排除，同时对润滑油温、油压等参数进行调整，振动异常现象也未见好转，润滑参数影响也可排除；

（5）经检查历史数据，发电机组自2012年发生飞车故障后出现0.5倍频，此后截至2016年机组历次开机时均出现油膜涡动现象，通过改变润滑油温后，油膜涡动现象消失。

（6）发电机转子1998年出厂时，1阶临界转速设计为1 410 rpm，2012年后开机过程中曾出现1 100 rpm、1 240 rpm、1 300 rpm、等不同临界共振点，与厂家给定额定转速相比出现下降；

根据式（1）计算转子临界转速。

式中K—转子刚度系数；m—转子质量，g。

判断由于发电机转子质量m不变，临界转速ω下降意味着转子刚度产生下降。

（7）对比1999年转子出厂与2016年、2020年动平衡3 000 rpm时的试验数据，1999年最高振动值为8.5μm，2016年为39μm，2020年为62μm，逐次递增，分析目前转子刚度较出厂时逐年降低。

由于2012年发电机飞车故障时转速已经超过5 000 rpm，离心力已达额定转速下的1.6倍，此工况下发电机过盈配合的转动部件应力松弛而松动，同时离心力超过允许强度而在转动部件应力集中部位产生损伤，最终导致出现油膜振荡现象。

2.3 处理措施

机组出现轴承油膜失稳的原因除了轴承本身固有特性以外，转子在运行中受到的激振力、内摩擦，以及轴系不对中、流体对转子周向作用力，均有可能改变轴承载荷，造成润滑油膜变得不稳定，因此需要从多个不同角度寻找引起油膜失稳的根本原因，可以从6个方面进行处理。

（1）降低油温以增加油膜刚度，或更换新牌号润滑油；

（2）调整轴承间隙；

（3）增加转子重量，提高轴承负荷，增大偏心率，降低轴心位置，转子趋向稳定；

（4）减小转子长径比L/D，增加轴承比压，得到较大的偏心率；

（5）提高转子刚度从而临界转速得到提高，或降低工作转速，脱离形成油膜振荡的区域；

（6）更换轴承型式，提高油膜稳定性。

根据现场实际情况，增加发电机转子质量、提高转子刚度、更换轴承型式等方式受环境影响暂时无法实现。通过降低润滑油温，减小润滑油黏度，可以增加轴颈在轴承中的偏心率，有利于转子稳定。现场通过将发电机润滑油温度由48℃降低至43℃，但振动值依然未见明显改观。

因此判断发电机改善油膜振荡的最好方式为改善轴承比压。轴承载荷与轴承垂直面投影之比称之为轴承比压（也称油膜比压）。轴承比压越大，轴颈浮动越高，相对偏心率越大，轴承越稳定。

通过式（2）计算发电机轴承比压。

式中W—轴承载荷，kg；L—巴氏合金宽度，cm；D—转子轴颈，cm。

机组轴承比压一般控制在（12～15）kg/cm2，小于12 kg/cm2容易形成油膜振荡，而大于14 kg/cm2则不易形成振荡。对于已引起油膜失稳的转子，常用办法是通过减小轴瓦长度以增大轴承比压，从而增加转子运行的稳定性。

根据原因分析制定2项处理措施。

（1）对发电机2侧轴瓦下瓦内圆巴氏合金层沿轴向进行车削，车削厚度0.5 mm，车削宽度轴瓦有槽1侧60 mm，无槽1侧20 mm。加工完成后轴瓦与轴颈接触长度由280 mm降低至200 mm；

轴承比压：P2=8 250÷（20.1×28）=14.6 kg/cm2

轴承比压由车削前的10.5 kg/cm2提高至车削后的14.6 kg/cm2后，轴承承载能力明显提高，转子偏心率增大，质心降低，运行稳定性增强。

（2）同时低速暖机状态下释放轴瓦上轴承箱盖紧固螺栓，促进轴瓦自动调心，并停机后在轴瓦顶部瓦枕部位安装调整垫，将轴瓦瓦背紧力调整至0.02～0.05 mm，确保轴瓦约束稳定。

2.4 运行情况

通过上述调整后，7月16日发电机开机顺利升速至3 000 rpm并网发电，轴振动最大值在62μm，振动主要集中在工频及部分2倍频，0.48倍频分量完全消失，油膜振荡现象消除。

3 结束语

通过对烟机发电机组运行状态实施状态监测，可正确识别油膜振荡问题并分析故障原因并制定解决措施。进行有效评估，制定维护策略。发电机转子固有特性的改变，将根据机组运行周期参数进行分析评估，及时储备备用转子择机进行更换，彻底解决发电机转子的运行隐患。